沥青搅拌站LNG油改气方案

沥青混凝土搅拌站“油改气”项目

一．现状及可行性

随着国内经济的高速发

展，公路建设事业方兴未艾，

各地大型沥青混凝土搅拌站

日益增多，竞争日趋激烈。

目前，国内大部分沥青混凝

土搅拌站以燃烧柴油、重油

为主，而柴油、重油价格居

高不下，直接造成生产成本

加大，公路建设单位更是苦

不堪言。此外，重油和柴油

的硫、氮等元素含量较高，

燃烧时产生二氧化硫及氮氧

化物会造成一定程度的污

染，且粘附力强，杂质也相

对较多，一经污染，难以清

除。天然气同柴油、重油相

比，热值较高，燃烧充分稳

定，有着更优良的燃烧特性，

而且天然气的热量值单价上

更为经济，燃烧效率高于重油，热量利用效率提高10～20%，比柴油便宜50％左右，而且其中不含有任何杂质，燃烧后无废渣、废水产生，降低了设备的故障率，可节约设备维修费用，从而大大降低生产成本。天然气的着火温度为657℃，密度、辛烷值、爆炸极限等技术指标都比重油和柴油优良，且比重轻、易升空，天然气容器的高压部件均符合国家《压力容器安全监察规程》要求，关键部件安全系数均在4以上，比使用重油和柴油更安全、可靠。

可见，对于大量的采用重油和柴油作为燃料的沥青搅拌厂来说，用优质、高效、安全、洁净的天然气取代重油和柴油作为工业燃料，是节能降耗、提高经济效益的有效途径，是减少环境污染，改善生存环境的最佳方案，是促进经济、资源与环境可持续发展的当务之急。

二．供气模式及供气设备设计安装

近年来，我国天然气事业得到了飞速发展，对于天然气以不同方式供应工业用户的研究，已经在国内外广泛展开。管道输送是天然气输送的基本方式。实践证明，在一定输气规模的前提下，管道输送是天然气最经济和有效的输送方式，但由于供应范围受限制，只能向长输干线沿线的工业用户供气。目前我国部

分地区天然气普及率极低，主要受三方面因素限制，其一是小型工业用户供气规模较小，很难在有效时间内达到良好的投资回报；其二是工业用户地理位置分散，有些受到天然障碍如江河等限制，进行长输管道气化受到制约；其三是受到行政区划独立管理体系的限制，不易寻求从事燃气供应的经营管理主体。

对于天然气管道无法输送到的地区，天然气除采用管道输送方式外，还可用其他非管道运输方式。一种方式是压缩天然气(CNG)，将天然气净化压缩后，装在高压容器里通过汽车运送到各个用气点。虽然CNG 运输相对于管道输送来说，灵活性更强，但是由于受供气规模、拖车数量、运距和气候等因素限制，决定了CNG 运输只适用于短距离内的中小型用户。

另一种方式是液化天然气(LNG)，LNG 是液化天然气的简称，常压下将天然气冷冻到-162℃左右，可使其变为液体即液化天然气(LNG)，将液化天然气通过铁路或公路用低温容器运输到各个用气点。LNG 的体积可以缩小到标准状态下气态体积的1/ 600左右，因此在某些特定条件下,以LNG 形式进行天然气储运可能比气态天然气更经济。而且LNG 气化后密度很低，稍有泄漏即挥发扩散，存储压力低（0.3MPa-0.7MPa ），比CNG （20MPa ）更安全。

如表1，是以上三种供气方式的优缺点比较。

表1 不同供气方式优缺点的比较

综合以上分析，采用LNG 供气方式比采用管道和CNG 的供气方式更加现实、安全。

1.天然气调压设备和管道安装

（1）气化、调压和BOG 气体处理

LNG 的气化、调压工艺流程与LPG 相似，见图1。不同的是气化器一般采用空温式气化器，充分利用LNG 的冷能，节省能源。在寒冷地区，冬季环境温度很低的情况下，会使得气化后的气体温度很低(一般比环境温度低10℃)，后续的管道、设备等可能承受不了。因此，气化后一般要经过加热装置将气体升温，

供气方式

优 点

缺 点

结 论

管道

运输量大；供气稳定；安全系数高；与CNG 和

LNG 相比，气价较低；可连续运行；占地面积小；受外界影响小。

灵活性差；投资成本高；管道铺设受限制。

对于郊区的沥青搅拌站来说，不可采用。

CNG

减压工艺简单；运行管理

方便；运行成本较低，投资较小；灵活性强。

单车运输量小；供气范围小

（100公里内}；供气不稳定；储存压力高，供气和储气设备都是高压产品，安全性低；占地面积大。

对于小规模供气，运输量少时，可采用。

LNG

气化工艺简单；运行管理方便；安全可靠性高；运

行成本最低，单位储存量最大；气源有保障；灵活性强；能量密度大；占地面积小。

LNG 气化站的投资高于CNG 减压站的投资。

运输灵活便捷，对于用气量大的沥青搅拌站来说，适合采用。

以便达到允许的温度，加热装置一般用温水加热方式。

调压与BOG气体的处理要结合起来考虑，使得BOG气体得到回收利用。储罐和其他部位产生的BOG

气体经加热后，经调压、计量、加臭后进入出站管道。

（2）LNG气化站工艺技术

①由LNG槽车运来的液化天然气，使用时利用LNG贪槽增压气化器，将LNG槽车压力增高，然后通过阀门组将LNG输送至LNG空温式气化器，出口压力为0.5～0.6MPa。最后通过调压、计量、加臭后送入管网，出口压力为0.2～0.3MPa左右。

②LNG槽车内的LNG卸完后，尚有天然气的气体，这部分气体经BOG加热器加热后再进入管网。

③低温LNG槽车的日蒸发率一般为≤0.3%，这部分气化了的气体如果不及时排出，会使槽车上部分气相空间的蒸发压力逐渐升高。为保证槽车的安全，通过降压调节阀根据压力自动排出罐顶的气体（BOG），这部分BOG气体经BOG加热器加热后再进入管网。

④在空温气化器的入口均设有手动截止阀，正常工作时两组空温气化器通过手动截止阀进行切换，切换周期为6小时/次，当出口温度低于-20℃时切换空温气化器。

（3）调压设备安装与调压流程

①低温储罐与压力式低温储存

LNG气化站采用的是压力式低温储存方

式，即储罐工作在承压的低温状态下。储罐

工作压力一般选在0.3～0.6MPa，工作温度

在-160℃左右，低温储罐的设计压力一般在

1MPa左右，设计温度为-196℃。低温储罐的

图2 LNG低温储罐结构

结构见图2。

低温储罐为双层结构，内胆储存低温液体，承受介质的压力和低温，内胆的材料采用耐低温合金钢(0Crl8Ni9)；外壳为内胆的保护层，与内胆之间保持一定间距，形成绝热空间，承受内胆和介质的重力荷载以及绝热层的真空负压。外壳不接触低温，采用容器钢制作。绝热层大多填充珠光砂，抽高真空。低温储罐蒸发率一般低于0.2%。

②低温储罐的减压原理

为了防止热泄漏引起的罐内压力升高，压力式低温储罐采用释放罐内气体的方法控制压力。我们在储罐的气相管道上设置自动减压阀，当储罐内压力升高到设定值时，减压阀便缓慢打开，将罐内气体放出；当压力降回到设定值以下时，减压阀自动关闭。释放出的气体一般不排人大气，后续的工艺会将其回收利用，这部分气体简称BOG(低温储罐内自然蒸发的气体)。

③低温储罐的增压原理

低温储罐的出液以储罐的自压为动力。液体送出后，液位下降，气相空间增大，导致罐内压力下降。因此，必须不断向罐内补充气体，维持罐内压力不变，才能满足工艺要求。在储罐的下面设有一个增压气化器和一个增压阀。增压气化器是空温式气化器，它的安装高度要低于储罐的最低液位。增压阀与减压阀的动作相反，当阀的出口压力低于设定值时打开，而压力回升到设定值以上时关闭。